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摘 要：通过对机组自动控制策略的优化，提高机组AGC性能，从而满足电网两个细则的最新要求。针对华能新疆塔什店电厂自动控制系统的DCS逻辑组态优化，从机组运行状况、分析控制策略的薄弱环节和对经济指标的影响，提出各个控制回路具体优化思路，优化后机组AGC指标得到明显改善。
关键词：两个细则;协调控制系统;AGC;响应时间;调节精度
1.概述
为满足西北电网“两个细则”的考核要求，在保证机组安全经济指标运行的前提下，对机组协调控制（CCS）的AGC调节精度和调节速率等指标进行调高，通过对华能塔什店电厂机组现有自控系统状况进行分析，查找出存在的问题，最终从控制策略的优化及参数的调整等手段进行改进，为电厂争取最大的经济利益。
2.当前机组运行状况
1）负荷响应速度慢、调节精度差、主汽压力、主汽温度、汽包水位波动大;
实际变负荷过程，特别是负荷变化幅度较大时，调节品质较差。指标如下：
2007年8月23日，机组负荷变化58.8MW---125MW---60MW，压力偏差达到0.8（升负荷），-0.8（降负荷），机组的负荷指令出现增减闭锁的情况;机组的负荷偏差达到3.2MW，超过2%Pe;主汽温度波动最大达到15℃;汽包水位变化达到±30mm。
2）部分控制策略不够完善影响机组整体的控制品质
氧量对总风量设定的修正逻辑，控制策略跟踪错误，无法实现手自动过程的无扰求换;
机组缺少相应的煤质校正回路，无法精准控制单位负荷对应的煤量变化;
机组负荷对应的煤量前馈不准确（偏低），无法直接保证负荷对应的燃料量;
所有的串级控制回路：如锅炉主控-燃料主控;给水;主汽温度;送风—氧量等控制回路缺少相应的抗积分饱和功能;
缺少相应的适应AGC方式运行的控制策略;
压力对负荷的修正回路影响AGC控制及一次调频的考核;
3.各个控制回路具体优化思路如下
1、协调控制优化思路---增加变负荷前馈控制逻辑
机炉协调控制系统由机炉协调方式（CCS），汽机跟踪方式（TF）及基本方式（MAN）构成。机组正常运行时，一般均采用机炉协调方式，按滑压方式运行。在CCS方式下，锅炉主控以调节主汽压力为主，以调节负荷为辅，保证主汽压力稳定，满足汽机的能量需求。机组负荷指令和负荷变化微分作为锅炉主控前馈，汽机调节器调节功率，以快速响应电网负荷需求。
2、锅炉主控调节系统
原锅炉主控结构=负荷指令前馈+直接能量平衡控制：此种方式，锅炉无变负荷前馈预加煤回路，无法及时提高响应速度;同时其压力调节器为定参数，无法根据实际工况变化作出调整。根据以上情况，需要优化如下内容：
1）根据实际运行情况，重新确定负荷—煤量函数，保证不同负荷工况下，煤量基准值的准确性;
2）重新构造变负荷前馈，根据变负荷速率、变负荷跨度、变负荷段及压力变化趋势确定前馈量，并根据压力偏差该功能可提前“刹车”或延迟结束，该前馈量增加至给煤量、送风等回路;
3）重新构造DEB及HR信号生成回路，增加惯性及负荷变增益;
4）将锅炉主控改为改进型DEB（直接能量平衡）控制方式，并增加IEB修正环节（压力偏差微分环节），保证其对主汽压力及能量变化的及时响应;
5）将锅炉主控改为变参数调节，比例、积分、微分相互分离，以适应不同工况下的调节需求（主要考虑动态、稳态、一次调频动作幅度来变参数）;
6）增加锅炉主控闭锁增减功能，避免水、煤、风回路出力不够或压力偏差大时锅炉主控出现积分饱和现象。
7）修改燃料主控指令闭锁锅炉主控回路，避免因给粉机偏置同向问题造成的积分饱和误动作现象。
3、汽机主控制调节系统
原汽机主控的压力拉回方式为定参数，当一次调频动作引起压差变大时，会产生反调现象，引起调频量不够;
1）修改压力拉回回路：当压力偏差大时，增加汽机对压力控制的调节作用，避免压力失调;当压力偏差处于正常范围内，汽机调门直接响应功率需求，保证负荷响应的快速性及精确性。当主汽压力较低时，压力拉回回路适当减小，保证功率调节;当主汽压力接近额定时，压力拉回回路适当放大，保证机组安全。
将考虑AGC方式和CCS方式下，两个拉回回路切换，CCS方式作用较强，保证机组安全稳定;AGC方式下，尽可能满足负荷需求，仅作为超压拉回;
2）取消压差拉回回路对一次调频的干扰。一次调频时锁死压差拉回回路动作。
3）新增加AGC负荷快速动作回路，加强AGC方式下的启动时间及调节速率。
4、一次调频
1）增加一次调频动作闭锁压力拉回回路，保证一次调频动作时调功幅度的準确性。
2）增加一次调频累加逻辑，提高一次调频累计电量。
5、主蒸汽压力控制
原压力生成回路无惯性时间补偿，不能有效模拟锅炉实际能量生成过程，因此无法与滑压方式运行相匹配。根据以上情况，进行以下优化内容：
CCS方式下压力设定生成回路增加惯性环节（1～3阶），以补偿锅炉动态响应，减少控制上的闭锁;TF方式下此惯性不起作用（原逻辑无惯性）。
6、增加锅炉热量校正回路（BTU）
为保证煤质频繁变化情况下机组协调控制系统的正常投入，增加锅炉热值校正回路（BTU），以实现锅炉主控的自适应调节。
1）BTU的物理意义为燃料热值比：BTU=设计煤量/实际煤量。
2）BTU设定为电功率对应的理论燃料量。该回路处于自动状态时，由机组实际功率得出的设计煤量作为设定值与实际煤量相比较后进入BTU调节器，从而得出BTU值。 3）燃料主控處于手动时，BTU回路自动切至手动跟踪方式。
4）BTU回路处于手动方式时，可手动改变该值增减煤量：增加（减小）BTU，会减少（增加）实际给煤量。
5）变负荷、投油、RB、压力偏差大过程中，闭锁BTU回路自动调节。当负荷低于50MW时，BTU的输出置为1;
7、汽包水位调节
1）修正主汽流量和给水流量的静态偏差，确定具体增益系数;
2）原给水流量需修改=过热器减温水+给水;如果减温水测量不准确，需要修正相应的给水流量。当前机组测量的蒸汽流量小于给水流量（不正确）？
3）主、副调节器参数优化;
4）增加抗积分饱和回路（主回路）。
4.优化后指标情况
通过近一个月机组AGC运行情况，检验机组协调控制系统及各项子系统的调节品质，在满足机组安全条件、入炉煤热值达标及稳定、且就地设备、一次元件满足要求的前提下，AGC可用率达到98.45%，AGC实际调节速率平均2.92MW/min达到不小于机组额定有功功率的2%Pe（2.5MW/min）的要求，响应时间平均42秒，各负荷段主蒸汽压力设定值/实际值偏差峰值为023MPa（稳态），AGC方式下动态最大为0.4MPa;汽包水位设定值/实际值偏差最大为25mm（动态），稳态峰值为16mm;主汽温设定值/实际偏差最大为3.7℃（动态），稳态峰值为2.4℃;再热汽温设定值/实际偏差最大为8.7℃（动态），稳态峰值为4.2℃。以上指标均已满足西北电网“两个细则”要求，一次调频及AGC考核阶段性实现“零”的目标。
结语
通过对控制系统进行的一系列的优化调整后，机组的AGC投入率、AGC调节速率和响应时间得到了明显的提高，保证两台机组一直投入CCS控制方式下，在西北电网的两个细则执行以来，为公司赢得的800多万元的经济做益，
在兼顾机组安全性和经济性的同时，通过对《两个细则析》分析与探讨，并对协调控制系统的部分参数及控制逻辑优化，提高机组的调节品质，为电厂争取到较好的经济利益
参考文献：
[1]西北区域发电厂并网发电厂辅助服务管理实施细则，国家能源局西北监局，2015年
[2]西北区域发电厂并网管理实施细则，国家能源局西北监督局，2015年
关键词：两个细则;协调控制系统;AGC;响应时间;调节精度
1.概述
为满足西北电网“两个细则”的考核要求，在保证机组安全经济指标运行的前提下，对机组协调控制（CCS）的AGC调节精度和调节速率等指标进行调高，通过对华能塔什店电厂机组现有自控系统状况进行分析，查找出存在的问题，最终从控制策略的优化及参数的调整等手段进行改进，为电厂争取最大的经济利益。
2.当前机组运行状况
1）负荷响应速度慢、调节精度差、主汽压力、主汽温度、汽包水位波动大;
实际变负荷过程，特别是负荷变化幅度较大时，调节品质较差。指标如下：
2007年8月23日，机组负荷变化58.8MW---125MW---60MW，压力偏差达到0.8（升负荷），-0.8（降负荷），机组的负荷指令出现增减闭锁的情况;机组的负荷偏差达到3.2MW，超过2%Pe;主汽温度波动最大达到15℃;汽包水位变化达到±30mm。
2）部分控制策略不够完善影响机组整体的控制品质
氧量对总风量设定的修正逻辑，控制策略跟踪错误，无法实现手自动过程的无扰求换;
机组缺少相应的煤质校正回路，无法精准控制单位负荷对应的煤量变化;
机组负荷对应的煤量前馈不准确（偏低），无法直接保证负荷对应的燃料量;
所有的串级控制回路：如锅炉主控-燃料主控;给水;主汽温度;送风—氧量等控制回路缺少相应的抗积分饱和功能;
缺少相应的适应AGC方式运行的控制策略;
压力对负荷的修正回路影响AGC控制及一次调频的考核;
3.各个控制回路具体优化思路如下
1、协调控制优化思路---增加变负荷前馈控制逻辑
机炉协调控制系统由机炉协调方式（CCS），汽机跟踪方式（TF）及基本方式（MAN）构成。机组正常运行时，一般均采用机炉协调方式，按滑压方式运行。在CCS方式下，锅炉主控以调节主汽压力为主，以调节负荷为辅，保证主汽压力稳定，满足汽机的能量需求。机组负荷指令和负荷变化微分作为锅炉主控前馈，汽机调节器调节功率，以快速响应电网负荷需求。
2、锅炉主控调节系统
原锅炉主控结构=负荷指令前馈+直接能量平衡控制：此种方式，锅炉无变负荷前馈预加煤回路，无法及时提高响应速度;同时其压力调节器为定参数，无法根据实际工况变化作出调整。根据以上情况，需要优化如下内容：
1）根据实际运行情况，重新确定负荷—煤量函数，保证不同负荷工况下，煤量基准值的准确性;
2）重新构造变负荷前馈，根据变负荷速率、变负荷跨度、变负荷段及压力变化趋势确定前馈量，并根据压力偏差该功能可提前“刹车”或延迟结束，该前馈量增加至给煤量、送风等回路;
3）重新构造DEB及HR信号生成回路，增加惯性及负荷变增益;
4）将锅炉主控改为改进型DEB（直接能量平衡）控制方式，并增加IEB修正环节（压力偏差微分环节），保证其对主汽压力及能量变化的及时响应;
5）将锅炉主控改为变参数调节，比例、积分、微分相互分离，以适应不同工况下的调节需求（主要考虑动态、稳态、一次调频动作幅度来变参数）;
6）增加锅炉主控闭锁增减功能，避免水、煤、风回路出力不够或压力偏差大时锅炉主控出现积分饱和现象。
7）修改燃料主控指令闭锁锅炉主控回路，避免因给粉机偏置同向问题造成的积分饱和误动作现象。
3、汽机主控制调节系统
原汽机主控的压力拉回方式为定参数，当一次调频动作引起压差变大时，会产生反调现象，引起调频量不够;
1）修改压力拉回回路：当压力偏差大时，增加汽机对压力控制的调节作用，避免压力失调;当压力偏差处于正常范围内，汽机调门直接响应功率需求，保证负荷响应的快速性及精确性。当主汽压力较低时，压力拉回回路适当减小，保证功率调节;当主汽压力接近额定时，压力拉回回路适当放大，保证机组安全。
将考虑AGC方式和CCS方式下，两个拉回回路切换，CCS方式作用较强，保证机组安全稳定;AGC方式下，尽可能满足负荷需求，仅作为超压拉回;
2）取消压差拉回回路对一次调频的干扰。一次调频时锁死压差拉回回路动作。
3）新增加AGC负荷快速动作回路，加强AGC方式下的启动时间及调节速率。
4、一次调频
1）增加一次调频动作闭锁压力拉回回路，保证一次调频动作时调功幅度的準确性。
2）增加一次调频累加逻辑，提高一次调频累计电量。
5、主蒸汽压力控制
原压力生成回路无惯性时间补偿，不能有效模拟锅炉实际能量生成过程，因此无法与滑压方式运行相匹配。根据以上情况，进行以下优化内容：
CCS方式下压力设定生成回路增加惯性环节（1～3阶），以补偿锅炉动态响应，减少控制上的闭锁;TF方式下此惯性不起作用（原逻辑无惯性）。
6、增加锅炉热量校正回路（BTU）
为保证煤质频繁变化情况下机组协调控制系统的正常投入，增加锅炉热值校正回路（BTU），以实现锅炉主控的自适应调节。
1）BTU的物理意义为燃料热值比：BTU=设计煤量/实际煤量。
2）BTU设定为电功率对应的理论燃料量。该回路处于自动状态时，由机组实际功率得出的设计煤量作为设定值与实际煤量相比较后进入BTU调节器，从而得出BTU值。 3）燃料主控處于手动时，BTU回路自动切至手动跟踪方式。
4）BTU回路处于手动方式时，可手动改变该值增减煤量：增加（减小）BTU，会减少（增加）实际给煤量。
5）变负荷、投油、RB、压力偏差大过程中，闭锁BTU回路自动调节。当负荷低于50MW时，BTU的输出置为1;
7、汽包水位调节
1）修正主汽流量和给水流量的静态偏差，确定具体增益系数;
2）原给水流量需修改=过热器减温水+给水;如果减温水测量不准确，需要修正相应的给水流量。当前机组测量的蒸汽流量小于给水流量（不正确）？
3）主、副调节器参数优化;
4）增加抗积分饱和回路（主回路）。
4.优化后指标情况
通过近一个月机组AGC运行情况，检验机组协调控制系统及各项子系统的调节品质，在满足机组安全条件、入炉煤热值达标及稳定、且就地设备、一次元件满足要求的前提下，AGC可用率达到98.45%，AGC实际调节速率平均2.92MW/min达到不小于机组额定有功功率的2%Pe（2.5MW/min）的要求，响应时间平均42秒，各负荷段主蒸汽压力设定值/实际值偏差峰值为023MPa（稳态），AGC方式下动态最大为0.4MPa;汽包水位设定值/实际值偏差最大为25mm（动态），稳态峰值为16mm;主汽温设定值/实际偏差最大为3.7℃（动态），稳态峰值为2.4℃;再热汽温设定值/实际偏差最大为8.7℃（动态），稳态峰值为4.2℃。以上指标均已满足西北电网“两个细则”要求，一次调频及AGC考核阶段性实现“零”的目标。
结语
通过对控制系统进行的一系列的优化调整后，机组的AGC投入率、AGC调节速率和响应时间得到了明显的提高，保证两台机组一直投入CCS控制方式下，在西北电网的两个细则执行以来，为公司赢得的800多万元的经济做益，
在兼顾机组安全性和经济性的同时，通过对《两个细则析》分析与探讨，并对协调控制系统的部分参数及控制逻辑优化，提高机组的调节品质，为电厂争取到较好的经济利益
参考文献：
[1]西北区域发电厂并网发电厂辅助服务管理实施细则，国家能源局西北监局，2015年
[2]西北区域发电厂并网管理实施细则，国家能源局西北监督局，2015年